Q／GDW_513-2010_配电自动化主站系统功能规范

ICS 29 240 Q寿DW 国 家 电 网 公 司企 业卫标 准 Q/GDW 513一 2010 配电自动化主站系统功能规范 Function Specifications for Master Station System of Distribution人utomation 2010-10-19发布 2010-10-19实施 国家电网公司 发 ? Q/GDW 513一 2010 目 次 前言······价· · ·············价·一一···一 一一·一 ·一一一·一·一一一一一一 11 1 范围···，·价价····一一一· ·一 ···一一一价·一一一一一一一 ·一一一一·一一一· ·一一一一一一二1 2 规范性引用文件 ·····················价···· ······价 ··价·一一一一一· ·一一一一一一 1 3 术语和定义·‘···· ·················· ‘····价·· ······价·一一一一一一·一 一····一一一一2 4 总体要求····价，· · · ············价价一 ··价·一一一一一一一一一一·一一一一一一 2 4.1系统要求·· ·······价···价··· ······ ········。··价· ·一一一一一一·一一一一·一一 2 42 系统架构 ···· ·价········ ···· ‘·‘················· ········· ·····················，一 3 43 功能要求 ··· ·············，·价············· ···········价······· ····⋯ ⋯4 5 配电主站功能··········，···价···‘· ·········价·价·一一一······一··一价·一一一一··一·一一一 4 5.1平台服务 ···················· ‘·‘· ···· ·······价··· ········· ··············⋯⋯4 52 基本功能 ···· ········· ····· ················，·，价 ‘· ·· ··· ······· ，···，····一 7 53 扩展功能 ·················价····· ······················价···· ‘···········⋯ ⋯ 13 6 主要技术指标················‘· ‘· · ················价·价·一一·一 ·一一一一一 一一一一一·价一 18 6.1系统指标····价········· ·················。··价·· · ···· ····价· ··价二 18 62 基本功能指标···· · ···········价· ·· ······· ········。。····· ·· ‘·‘· ·⋯ 18 63 扩展功能指标 ················。··价···· ··············价·一一一一一一一一一 一···一一二19 6.4 系统运行指标··。价··· ·········· ···· ‘· ········价·价·一一一一一一·一一一 19 附录A 配电自动化实现型式与功能对照表 (资料性附录)······ ··········，· 价······‘·‘二 20 附录B 配电自动化主站系统硬件配置参考 (资料性附录) 价··‘·‘·‘·‘· ···············一 24 编制说明· ·· ··········· ‘· ·· ···· · ······················ ····价二 2 Q / GDW 513-2010 flu 青 配电自动化是坚强智能电网建设的重要工作之一。按照 “统一规划、统一标准、统一建设”的 工作原则，为有效指导公司配电自动化相关工作，国家电网公司组织编写了《配电自动化主站系统功能 规范》，将此作为公司智能电网标准体系的重要组成部分。 本规范的编写是以公司颁发的Q/GDW 382《配电自动化技术导则》和《配电自动化试点建设与改 造技术原则》为指导，参考了DL/T 814. IEC 61968等国内和国际标准，并广泛征求了各网省公司、有 关科研单位和制造厂家的意见。 本规范针对配电网调度、生产和运行管理的特点，详细明确了主站系统软硬件配置、主要功能、性 能指标，并对智能化应用功能做了相应的定义和要求。 本规范的附录A、附录B为资料性附录。 本规范由国家电网公司生产技术部提出并负责解释。 本规范由国家电网公司科技部归口。 本规范主要起草单位:国网电力科学研究院。 本规范参加起草单位:中国电力科学研究院、天津电力公司、宁夏电力公司 本规范主要起草人:沈兵兵、苏标龙、杜红卫、张子仲、韩 韬、调养浩、宋英华、武会超、张超、 葛荣刚、冯晓群? Q/GDW 513一 2010 配电自动化主站系统功能规范 范围 本规范规定了配电自动化主站系统的软硬件配置、基本功能、扩展功能、智能化应用;明确了主要 技术指标以及对配电终端通信接口和与其它相关系统的信息交互等相关要求。 本规范适用于国家电网公司所属各区域电网公司、省 (自治区、直辖市)公司配电自动化主站系统 的规划、设计、、建设 (或改造)、验收和运行。 2 规范性引用文件 下列文件中的条款通过本规范的引用而成为本规范的条款。凡是注日期的引用文件，其随后所有的 修改单 (不包括勘误的内容)或修订版均不适用于本规范，然而，鼓励根据本规范达成的各方研究 是否可使用这些文件的最新版本。凡是不注日期的引用文件，其最新版本适用于本规范。 GB/T 13730 地区电网数据采集与监控系统通用技术条件 GB/T 13729远动终端设备 GB/T 14285 继电保护和安全自动装置技术规程 DL 451循环式远动规约 DL 516 电力调度自动化系统运行管理规程 DL/T 550 地区电网调度自动化功能规范 DL/T 599 城市中低压配电网改造技术导则 DL/T 634 远动设各及系统 DL/T 721配电网自动化系统远方终端 DL/T 790 采用配电线载波的配电自动化 DL/T 814 配电自动化系统功能规范 DL/T 860 变电站通信网络和系统 DL/T 890 能量管理系统应用程序接口 DL/T 1080 电力企业应用集成 配电管理的系统接口 Q/GDW 156 城市电力网规划设计导则 Q/GDW 370 城市配电网技术导则 Q/GDW 382 配电自动化技术导则 Q/GDW 461地区智能电网调度技术支持系统应用功能规范 IEC 60870 Telecontrol Equipment and Systems IEC 61968 Application Integration at Electric Utilities一System Interfaces for Distribution Management IEC 61970 Energy Management System Application Program Interface (EMS-API) IEC 61850 Power System Control and associated Communciations 电监安全 【2006] 34号 电力二次系统安全防护总体方案 国家电力监管委员会第5号令 电力二次系统安全防护规定 国家电网生配电【2009] 124号 SG186生产管理系统配网业务需求功能规范 国家电网生配电 【2009] 1%号 配电自动化试点建设与改造技术原? Q / GDW 513-2010 术语和定义 3. 1 配电自动化 distribution automation 配电自动化以一次网架和设备为基础，以配电自动化系统为核心，综合利用多种通信方式，实现对配电 网(含分布式电源、微网等)的监测与控制，并通过与相关应用系统的信息集成，实现配电网的科学管理。 3. 2 配电自动化主站系统 master station system of distribution automation 配电自动化主站系统 (即配电主站)是配电自动化系统的核心部分，主要实现配电网数据采集与监 控等基本功能和电网拓扑分析应用等扩展功能，并具有与其他应用信息系统进行信息交互的功能，为配 电网调度指挥和生产管理提供技术支撑。 3. 3 配电SCADA distribution SCADA 也称DSCADA，是配电自动化主站系统的基本功育歇 DSCADA通过人机交互，实现配电网的运行 监视和远方控制，为配电网的生产指挥和调度提供服务。 3. 4 配电终端 remote terminal unit of distribution automation system 安装于中压配电网现场的各种远方监测、控制单元的总称，主要包括配电开关监控终端 Feeder Terminal Unit(即FTU.馈线终端)、配电变压器监测终端Transformer Terminal Unit(即TTU，配变终 端)、开关站和公用及客户配电所的监控终端Distribution Terminal Unit(即DTU，站所终端)等。 3. 5 配电子站 :lave station of distribution automation system 为优化系统结构层次、提高信息传输效率、便于配电通信系统组网而设置的中间层，实现所辖范围 内的信息汇集、处理或配电网区域故障处理、通信监视等功能。卜 3. 6 馈线自动化 feeder automation 利用自动化装置 (系统)，监视配电线路 (馈线)的运行状况，及时发现线路故障，迅速诊断出故 障区间并将故障区间隔离，快速恢复对非故障区间的供电。 3. 7 信息交互 information exchange 遵循IEC 61970、IEC 61968标准，实现相关应用系统间的信息交互。 3. 8 多态模型 multi-context model 针对配电网在不同应用阶段和应用状态下的操作控制需要，建立的多场景配电网模型，一般可以分 为:实时态、研究态、未来态等。 4 总体要求 配电自动化主站系统是实现配电网运行、调度、管理等各项应用需求的主要载体，在建设过程中， 应采用标准通用的软硬件平台，并根据各地区的配电网规模、实际需求和应用基础等情况合理配置软件 功能，系统架构先进，具有一定的前瞻性，满足调控合一要求和智能电网发展太向。 4. 1 系统要求 系统应按照标准性、可靠性、可用性、安全性、扩展性、先进性原则进行建设。 4. 1. 1 标准? Q/GDW 513一 2010 (1)应遵循相关国际和国内标准，包括软硬件平台、通信协议、数据库以及应用程序接口等标准; (2)应采用开放式体系结构，提供开放式环境，支持多种硬件平台，应能在UNIX. Linux等操作 系统环境下稳定运行; (3)应遵循IEC 61970和IEC 61968标准。 4. 1. 2 可靠性 (1)系统选用的软硬件产品应经过行业认证机构检测，具有可靠的质量保证; (2)系统关键设备应冗余配置，单点故障不应引起系统功能丧失和数据丢失; (3)系统应能隔离故障节点，故障切除不影响其它节点的正常运行，故障恢复过程快速。 4. 1. 3 可用性 (1)系统中的硬件、软件和数据信息应便于维护，有完整的检测、维护工具和诊断软件; (2)各功能模块可灵活配置，模块的增加和修改不应影响其它模块正常运行; (3)人机界面友好，交互手段丰富。 4. 1. 4 安全性 (1)满足 《电力二次系统安全防护规定》(电监会5号令)、《电力二次系统安全防护总体方案》的规定; (2)系统应具有完善的权限管理机制，保证信息安全; (3)系统应具各数据备份及恢复机制，保证数据安全。 4. 1. 5 扩展性 (1)系统容量可扩充，可在线增加配电终端等: (2)系统节点可扩充，可在线增加服务器和工作站等: (3)系统功能可扩充，可在线增加新的软件功能模块; 4. 1. 6先进性 (1)系统硬件应选用符合行业应用方向的主流产品，满足配电网发展需要: (2)系统支撑和应用软件应符合行业应用方向，满足配网应用功能发展需求; (3)系统构架和设计思路具有前瞻性，满足智能电网发展的需求。 4. 2系统架构 配电自动化主站系统主要由计算机硬件、操作系统、支撑平台软件和配电网应用软件组成。其中，支撑 平台包括系统数据总线和平台多项基本服务，配电网应用软件包括配电SCADA等基本功能以及电网分析应 用、智能化应用等扩展功能，支持通过信息交互总线实现与其他相关系统的信息交互 (见图4-1)0 {一{ 一l !一} l .⋯ f卜卜】}帅 卜，I[;:卜}川训洲 ..III 1⋯ 1，⋯ HR川 户」洲 翻湘勺 ‘卜侧 u叫 汽r么m 旧M 曰 「吧1 图4-1 配电自动化主站系统功能组成结? Q / GDW 513-2010 4. 3功能要求 本规范规定了系统基本功能与选配功能。基本功能是指系统建设时均应配置的功能，选配功能是指 系统建设时可根据自身配网实际和运行管理需要进行选用的功能·丰站系统的基本功能和选配功能定义 见表4-1。 表4-1 配电自动化主站功能列表 软件/功能 基本功能 选配功能 软件1功能 基本功能 选配功能 支撑软件 7 信息分流及分区 了 数据库管理 了 系统时钟和对时 了 数据备份与恢复 了 打印 ‘ 了 系统建模 4 馈线故障处理 ‘ f 二 了 多态多应用 了 网络拓扑分析 护 多态模型管理 了 状态估计 洲 7 权限管理 了 潮流计算 护 告警服务 护 解合环分析 了 报表管理 护 负荷转供 4 人机界面 了 、 负荷预测 4 系统运行状态管理 了 网络重构 护 WEB发布 护 配网运行与操作仿真 护 数据采集 4 配网调度运行支持应用 护 数据处理 护 系统互联 了 数据记录 7 分布式电洞储能/a网接入 与控制 了 操作与控制 7 配电网的自愈 了 网络拓扑着色 护 经济运行 ’ 护 全息历史/事故反演 了 配电主站功能 5. 1 平台服务 5. 1. 1支撑软件 支撑软件提供一个统一 标准、容错、高可用率的用户开发环境，丰要包括但不限于: (1)关系数据库软件，存储电网静态模型及相关设备参数; (2)动态信息数据库软件，高效处理配网海量的实时、历史数据及其数据质量，为各项应用分析提 供完整的运行方式变化轨迹; 5. 1. 2 数据库管理 数据库管理具体要求包括但不限于: (1)数据库维护工具，具有完善的交互式环境的数据库录入、维护、检索工具和良好的用户界面， 可进行数据库删除、清零、拷贝、备份、恢复、扩容等操作，并完备的数据修改日志; (2)数据库同步，具备全网致据同步功能，任二元件参数在整个系统中只输入一次，康网数据保? QIGDW 513一 2010 一致，数据和备份数据保持一致; (3)多数据集，可以建立多种数据集，用于各种场景如训练、测试、计算等; (4)离线文件保存，支持将在线数据库保存为离线的文件和将离线的文件转化为在线数据库的功能; (5)带时标的实时数据处理，在全系统能够统一对时及规约支持的前提下，可以利用数采装置的时 标而非主站时标来标识每一个变化的遥测和遥信，更加准确地反映现场的实际变化; (6)具备可恢复性，主站系统故障消失后，数据库能够迅速恢复到故障前的状态。 5.1.3 数据备份与恢复 系统应对其中的数据提供安全的备份和恢复机制，保证数据的完整性和可恢复性。具体要求包括但 不限于: (1)全数据备份，能够将数据库中所有信息备份; (2)模型数据各份，能够单独指定所需的模型数据进行备份; (3)历史数据备份，能够指定时间段对历史采样数据进行备份; (4)定时自动各份，能够设定自动备份周期，对数据库进行自动备份; (5)全库恢复，能够依据全数据库备份文件进行全库恢复; (6)模型数据恢复，能够依据模型数据备份文件进行模型数据恢复; (7)历史数据恢复，能够依据历史数据备份文件进行历史数据恢复; 5.1.4 系统建模 (1)具备图模库一体化的网络建模工具，根据站所图、单线图等构成配电网络的图形和相应的模型 数据，自动生成全网的静态网络拓扑模型，具体要求包括但不限于: a) 遵循IEC61968和IEC61970建模标准，并进行合理扩充，形成配电自动化网络模型描述; b)支持实时态、研究态和未来态模型统一建模和共享; c) 具各网络拓扑建模校验功能，对拓扑错误能够以图形化的方式提示用户进行拓扑修正: d) 提供网络拓扑管理工具，用户可以更加直观地管理和维护网络模型; e) 支持用户自定义设备图元和间隔模板，支持各类图元带模型属性的拷贝，提高建模效率。 (2)具备外部系统信息导入建模工具，包括配电Gls或生产管理系统 (P Ms) 导入中压配网模型， 以及从调度自动化系统导入上级电网模型，并实现主配网的模型拼接，具体要求包括但不限于: a)数据交换格式遵循IEC61968和IEC61970规范; b) 支持SVG、G语言、CIM等格式的图模导入; c) 支持站所图、线路单线图、线路沿布图、系统联络图等图形的导入; d)支持图模数据的校验、形成错误报告: e) 支持上级电网模型与配网模型的拼接，以及配电网多区域之间的模型拼接功能; 0 图模导入宜以馈线/站所为单位进行导入; 9)主配网模型拼接宜以中压母线出线开关为边界。 5.1.5 多态多应用 多态多应用机制保证了配网应用功能对多场景的应用需求。具体要求包括但不限于: (1)系统具备实时态、研究态、未来态等应用场景: (2)各态下可灵活配置相关应用，同一种应用可在不同态下独立运行: (3)多态之间可相互切换。 5.1.6 多态模型管理 应能满足对配电网动态变化管理的需要，反映配电网模型的动态变化过程，提供配电网各态模型的 转换、比较、同步和维护功能。具体要求包括但不限于: (1)多态模型的切换，实时监控操作对应实时态模型，分析研究操作对应研究态模型，设备投退役、 检修、网架改造对应未来态模型，各态之间可以切换，以满足对现实和未来模型的应用研究需要 Q / GDW 513-2010 (2)支持各态模型之间的转换、比较、同步和维护等; (3)支持多态模型的分区维护统一管理; (4)支持设备异动管理。 5. 1. 7 权限管理 权限管理能根据不同的工作职能和工作性质赋予人员不同的权限和权限有效期，具体要求包括但不 限于: (1)层次权限管理，系统的权限定义应采用层次管理的方式，具有角色、用户和组三种基本权限主 体; (2)权限绑定，权限配置可与工作站节点相关，不同工作站节点可赋予不同的权限; (3)权限配置，权限配置可与岗位职责相关，不同岗位用户可赋予不同的操作权限。 5. 1. 8 告警服务 告警服务应作为一种公共服务为各应用提供告警支持，具体要求包括但不限于: (1)告警动作，告警服务应具备丰富的告警动作，包括语音报警、音响报警、推画面报警、打印报 警、中文短消息报警、需人工确认报警、上告警窗、登录告警库等: (2)告警分流，可以根据区及权限对报警信息进行分类、分流; (3)告警定义，可根据调度员责任及工作权限范围设置事项及告警内容，告警限值及告警死区均可 设置和修改; (4)画面调用，可通过告警窗中的提示信息调用相应画面; (5)告警信息存储、打印，告警信息可长期保存并可按指定条件查询、打印; 5. 1. 9 报表管理 报表管理为各应用提供制作各种统计报表，具体要求包括但不限于: (1)数据来源支持DSCADA及其他各种应用数据; (2)具备报表属性设置、报表参数设置、报表生成、报表发布、报表打印、报表修改、报表浏览等 功能; (3)具有灵活的报表处理功能，可针对报表数据进行各种数学运算; (4)可按班、时、日、月、_季、年生成各种类型报表; (5)具各定时统计生成报表功能。 5. 1. 10 人机界面 配电网监控功能应提供丰富、友好的人机界面，供配电向运行人员对配电线路进行监视和控制，具 体要求包括但不限于: (1)界面操作，提供方便、直观和快速的操作方法和方便多样的调图方式，满足菜单驱动、操作简 单、屏幕显示信息准确等要求; (2)图形显示，实时监视画面应支持广站图、线路单线图、·配电网络图、地理沿布图和自动化系统 运行工况图等; (3)交互操作画面，交互操作画面包括遥控、人工置位、报警确认、挂牌和临时跳接等各类操作执 行画面等: (4)数据设置、过滤、闭锁，可根据需要设置、过滤、闭锁各种类型的数据; (5)支持多屏显示、图形多窗口、无级缩放、漫游、拖拽、分层分级显示等; (6)支持图模库一体化建模，包括图形编辑、数据库维护等功能: (7)支持设备快速查询和定位; (8)提供并支持国家标准一、二级字库汉字及矢量汉字。 5. 1. 11 系统运行状态管理 系统运行状态管理能够对配电主站各服务器、工作站、应用软件及网络的运行状态进行管理和控制? QIGDW 513一 2010 具体要求包括但不限于: (1) 节点状态监视，动态监视服务器CPU负载率、内存使用率、网络流量和硬盘剩余空间等信息; (2) 软硬件功能管理，对整个主站系统中硬件设备、软件功能的运行状态等进行管理; (3)状态异常报警，对于硬件设备或软件功能运行异常的节点进行报警; (4)在线、离线诊断测试工具，提供完整的在线和离线诊断测试手段，以维护系统的完整性和可用 性，提高系统运行效率; (5)提供冗余管理、应用管理、网络管理等功能。 5.1.12 WEB发布 WEB发布功能主要包括但不限于: (1) 网上发布，将实时监测数据以安全的方式进行网上发布; (2)报表浏览，能够在WEB服务器提供各种报表，供相关人员进行浏览; (3)权限限制，在WEB服务器进行严格的权限限制，限制不同人员的浏览范围，从而保证数据的 安全性。 5.2 基本功能 52.1数据采集 具体要求包括但不限于: (1)应满足配电网实时监控的需要。 (2)能够实现以下各类数据的采集和交换，包括但不限于: a) 电力系统运行的实时量测，如一次设备 (线路、变压器、母线、开关等)的有功、无功、电流、 电压值以及主变档位 (有载调压分节头档位)等模拟量:开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、 保护硬接点状态以及远方控制投退信号等其他各种开关量和多状态的数字量; b) 保护、安自装置、备自投等二次设备数据; c) 电网一次设备、二次设备状态信息数据; d) 控制数据，包括受控设备的量测值、状态信号和闭锁信号等; e) 各类RTLJ用TUZDTU/TTL及子站上传的数据; D 卫星时钟、周波、直流电源、UPS或其它计算机系统传送来的数据及人工设定的数据; (3)广域分布式数据采集，支持数据采集应用分布在广域范围内的不同位置，通过统筹协调工作共 同完成多区域一体化的数据采集任务并在全系统共享; (4)大数据量采集，应能满足大数据量采集的实时响应需要，支持数据采集负载均衡处理; (5)应支持多种通信规约 (包括DL/T 634或其它国内标准、国际标准规约)、多种应用、多类型的 数据采集和交换: (6) 支持多种通信方式 (如光纤、载波、无线等)的信息接入和转发功能; (7)具各错误检测功能，能对接收的数据进行错误条件检查并进行相应处理; (8)具备通信通道运行工况监视、统计、报警和管理功能; (9)具备通信终端在线监视功能; (10)利用公网通信实现的数据采集应符合国家电力监管委员会电力二次系统安全防护规定。 5.2.2 数据处理 数据处理应具备模拟量处理、状态量处理、非实测数据处理、点多源处理、数据质量码、平衡率计 算、计算及统计等功能。 (1) 模拟量处理 应能处理一次设备(线路、变压器、母线、开关等)的有功、无功、电流、电压值以及主变档位等 模拟量。 对模拟量的处理应实现以下功能 Q/GDW 513一2010 a) 提供数据有效性检查和数据过滤; b) 提供零漂处理功能，且模拟量的零漂参数可设置; 。) 提供限值检查功能，并支持不同时段使用不同限值: d) 提供数据变化率的限值检查功能，当模拟量在指定时间段内的变化超过指定阀值时，给出告警; e) 支持人工输入数据: f) 可以自动设置数据质量标签; 9)按用户要求定义并统计某些量的实时最大值、最小值和平均值，以及发生的时间; h)可支持量测数据变化采样; 1) 进行工程单位转换: (2)状态量处理 应能处理包括开关位置、隔离刀闸、接地刀闸位置、保护状态以及远方控制投退信号等其他各种信 号量在内的状态量。 状态量的处理应完成以下功能: a) 状态量用1位二进制数表示，1表示合闸 (动作/投入)，0表示分闸汉复归乃且出)。 b) 支持双位遥信处理，对非法状态可做可疑标识; c) 支持误遥信处理，对抖动遥信的状态做可疑标识; d)支持检修状态处理，对状态为检修的遥信变化不做报警; e) 支持人工设定状态量; 0 所有人工设置的状态量应能自动列表显示，并能调出相应接线图; 9)支持保护信号的动作计时处理，当保护动作后一段时间内未复归，则报超时告警; h) 支持保护信号的动作计次处理，当一段时间内保护动作次数超过限值，则报超次告警。 (3)非实测数据处理 非实测数据可由人工输入也可由计算得到，以质量码标注，并与实测数据具各相同的数据处理功能。 (4)多数据源处理 应具备多源数据处理技术，同一测点的多源数据在满足合理性校验经判断选优后将最优结果放入实 时数据库，提供给其他应用功能使用。 应满足如下要求: a) 应能定义指定测点的相关来源及优先级; b) 应能根据测点的数据质量码自动选优，同时也应支持人工指定最优源; 。)状态估计数据可作为一个后各数据源，在其他数据源无效时可以选用状态估计数据; d) 选优结果应具有数据来源标志。 (5)数据质量码 应对所有模拟量和状态量配置数据质量码，以反映数据的质量状况。图形界面应能根据数据质量码 以相应的颜色显示数据。 数据质量码至少应包括以下类别: a) 未初始化数据; b) 不合理数据; c) 计算数据; d)实测数据; e) 采集中断数据; f) 人工数据; 9)坏数据; h) 可疑数据 QIGDW 513一 2010 1) 采集闭锁数据; 」) 控制闭锁数据: k) 替代数据: 1) 不刷新数据; m)越限数据。 计算量的数据质量码由相关计算元素的质量码获得。 (6)统计计算功能 支持统计计算，应能根据调度运行的需要，对各类数据进行统计，提供统计结果，主要的统计功能 应包括: a) 数值统计:包括最大值、最小值、平均值、总加值、负荷率、三相不平衡率，统计时段包括年、 月、日、时等; b)极值统计:包括极大值、极小值，统计时段包括年、月、日、时等; c) 次数统计:包括开关变位次数、遥控次数等; d) 正确率统计:能统计遥控正确率和遥信变位正确率; e) 合格率统计:可对电压等用户指定的量进行越限时间、合格率统计，合格率可分时段统计，且 用户可针对不同时段设定多重限值: f) 停电设备统计:统计停电范围，并可按厂站、线路、设备类型等条件分类查询; 9)运行工况统计:能正确统计配电终端月停运时间、停运次数。 5.2.3 数据记录 数据记录应提供事件顺序记录、周期采样、变化存储功能。 (1)事件顺序记录 (80E) a) 应能以毫秒级精度记录所有电网开关设备、继电保护信号的状态、动作顺序及动作时间，形成 动作顺序表; b)SOE记录应包括记录时间、动作时间、区域名、事件内容和设备名; c) 应能根据事件类型、线路、设各类型、动作时间等条件对 SOE记录分类检索、显示和打印输 出; d)应能选择对某个设备的SOE进行屏蔽和解除屏蔽。 (2)周期采样 a) 应能对系统内所有实测数据和非实测数据进行周期采样: b) 支持批量定义采样点及人工选择定义采样点; c) 采样周期可选择。 (3)变化存储 a) 支持量测量变化即存储的能力，完整记录设备运行的历史变化轨迹; b)应能对系统内所有实测数据和非实测数据进行变化存储; c) 支持批量定义存储点及人工选择定义存储点。 5.2，4 操作与控制 操作和控制应能实现人工置数、标识牌操作、闭锁和解锁操作、远方控制与调节功能，应有相应的 权限控制。 (1)人工置数 a) 人工置数的数据类型包括状态量、模拟量、计算量; b) 人工置数的数据应进行有效性检查。 (2)标识牌操作 a) 应提供自定义标识牌功能，常用的标识牌应包括 GD、Vsl3一 2010 .锁住— 禁止对具有该标识牌的设各进行操作; .保持分闸探持合闸— 禁止对具有该标识牌的设备进行合闸/分闸操作; .警告— 某些警告信息应提供给调度员，提醒调度员在对具有该标识牌的设备执行控制操作时能 够注意某些特殊的问题: .接地— 对于不具备接地刀闸的点挂接地线时，可在该点设置“接地”标识牌，系统在进行操作 时将检查该标识牌: .检修— 处于“检修”标志下的设备，可进行试验操作，但不向调度员工作站报警; b) 应能通过人机界面对一个对象设置标识牌或清除标识牌，在执行远方控制操作前应先检查对象 的标识牌: c) 单个设备应能设置多个标识牌; d)所有的标识牌操作应进行存档记录，包括时间、厂站、设备名、标识牌类型、操作员身份和注 释等内容。 (3)闭锁和解锁操作 a) 应提供闭锁功能用于禁止对所选对象进行特定的处理，包括闭锁数据采集、告警处理和远方操 作等; b) 闭锁功能和解锁功能应成对提供; c) 析有的闭锁和解锁操作应进行存档记录。 (4)远方控制与调节 a) 控制与调节类型; 控制与调节类型应包括: 一断路器、隔离开关、负荷开关的分合; .分接头控制; .投/切和调节无功补偿装置; .投/切远方控制装置 (就地或远方模式); .成组控制:可预定义控制序列，实际控制时可按预定义顺序执行或由调度员逐步执行，控制过程 中每一步的校验、控制流程、操作记录等与单点控制采用同样的处理方式。 b)控制种类; .单设备控制:常规的控制方式，针对单个设备进行控制: .序列控制:应提供界面供操作员预先定义控制条件及控制对象，可将一些典型的序列控制存储在 数据库中供操作员快速执行: .群控:与上述的序列控制类似，有所区别的是群控在控制过程中没有严格的顺序之分，可以同时 操作: .解/合环控制:提供相应的解/合环控制定义及操作界面，完成角军/合环控制安全校验，下发相应的 控制命令。 c) 操作方式; .支持单席操作/双席操作; .支持普通操作/快捷操作。 d)控制流程: 对开关设备实施控制操作一般应按三步进行:选点一返校一执行，只有当返校正确时，才能进行“执 操作。 e) 选点自动撤销条件; 在进行选点操作时，当遇到如下情况之一时，选点应自动撤销: .控制对象设置禁止操作标识牌 Q/GDW 513一 2010 .校验结果不正确: .遥调设点值超过上下限; .当另一个控制台正在对这个设备进行控制操作时; .选点后有效期内未有相应操作。 f) 控制信息传递; 对属于其他系统 (如上级调度自动化系统)控制范围内的设各控制操作，本系统能够通过信息交互 接口将控制请求向其提交。 B)安全措施; .操作必须从具有控制权限的工作站上才能进行; .操作员必须有相应的操作权限; .双席操作校验时，监护员需确认; .操作时每一步应有提示，每一步的结果有相应的响应; .操作时应对通道的运行状况进行监视; .提供详细的存档信息，所有操作都记录在历史库，包括操作人员姓名、操作对象、操作内容、操 作时间、操作结果等，可供调阅和打印。 (5)防误闭锁 应提供多种类型的远方控制自动防误闭锁功能，包括基于预定义规则的常规防误闭锁和基于拓扑分 析的防误闭锁功能。 a) 常规防误闭锁 .应支持在数据库中针对每个控制对象预定义遥控操作时的闭锁条件，如相关状态量的状态、相关 模拟量的量测值等，并支持多种闭锁条件的组合; .实际操作时，应按预定义的闭锁条件进行防误校验，校验不通过应禁止操作并提示出错原因。 b)拓扑防误闭锁 .不依赖于人工定义，通过网络拓扑分析设备运行状态，约束调度员安全操作; .具备开关操作的防误闭锁功能:具备合环提示、解环提示、挂牌闭锁负荷失电提示、负荷充电提 示、带接地合开关提示等; .具备刀闸操作的防误闭锁功能:具备带接地合刀闸提示、带电分合刀闸提示、非等电位分合刀闸 提示、刀闸操作顺序提示等; .具备接地刀闸操作的防误闭锁功能:具备带电合接地刀闸提示、带刀闸合接地刀闸提示等; .具有挂牌闭锁功能。 5. 2. 5 网络拓扑着色 拓扑着色可根据配网开关的实时状态，确定系统中各种电气设备的带电状态，分析供电源点和各点 供电路径，并将结果在人机界面上用不同的颜色表示出来。具体要求包括但不限于: (1)电网运行状态着色 依据电网拓扑分析的结果，应用不同颜色表示电网元件的运行状态 (带电、停电、接地等); (2)供电范围及供电路径着色 依据电网拓扑分析的结果，显示配电线路的供电范围及供电路径: (3)动态电源着色 依据电网拓扑分析的结果，动态显示不同电源点的供电区域; (4)负荷转供着色 依据负荷转供分析结果，显示负荷转供的所有路径; (5)故障指示着色 依据故障信号对故障停电区域进行着色显示? Q / GDW 513-2010 5.2.6 全恳历史/事故反演 系统检测到预定义的事故时，应能自动记录事故时刻前后一段时间的所有实时稳态信息，以便事后 进行查看、分析和反演。 (1)事故反演的启动和处理 a)应能以保存数据断面及报文的形式存储一定时间范围内所有的实时稳态数据，可反演事故前后 系统的实际状态; b)事故反演既能由预定义的触发事件自动启动，也应支持指定时间范围内的人工启动。触发事件 包括设备状态变化、A组量值越限、计算值越限、测量值突变、逻辑计算值为真、操作命令; c)应具备多重拿故记录的功能，记录多重事故时，事故追忆的记录存储时间相应顺延; d)应能指定事故前和事故后追忆的时间段。 (2)事故反演 a) 应提供检索事故的界面，并具备在研究态下的事故反演功能: -b )应能通过任意一台工作站进行事故反演，并可以允许多台工作站同时观察事故反演。反演的运 行环境相对独立，与实时环境互不干扰; c) 反演时，断面数据应与反演时刻的电网模型及画面相匹配: d)应能通过专门的反演控制画面，选择已记录的任意时段内电力系统的状态作为反演对象 (局部 反演); e)应能设定反演的速度 (快放或慢放)，并能暂停正在进行的事故反演。 (3)全息历史反演 a) 能反演历史存储区间内任一时刻的运行方式断面; b)全息历史数据应符合网络分析、状态估计、潮流计算等其他应用功能的分析要求。 5. 2. 7 信息分流及分区 应具有完善的责任区及信息分流功能，以满足配电网运行雌控的需求，并适应各监控席位的责任分 工。该功能模块主要包括责任区的设置和管理、数据分类的设置和管理，及根据责任区以及应用数据的 类型进行相应的信息分层分类采集、处理和信息分流等功能。 (1)责任区设置和管理 应支持根据配电线路以及配电管理区域划分为不同的责任区域并为其命名。责任区中的对象应支持 下列几种情况: a) 部分配电线路集合; b)配电管理区域的各种组合关系; c) 可以根据需要对具体的某个设备设置其所属的责任区。 应提供责任区的在线设置与管理界面、具有如下功能: a) 新定义设备所属责任区; b)修改设各所属责任区; c) 删除设备所属责任区; d)具有根据厂站、线路和电压等级批量定义责任区功能。 (2)信息分流 系统的每台工作站应能分配一个或多个已定义的责任区域，每台工作站应只负责处理所辖责任区内 的信息，实现各个工作站之间的信息分流和安全有效隔离。 a)实时告警信息窗只显示本责任区范围内的告警信息，无关的告警信息不应出现在该工作站; b)历史告警查询只能查询本责任区范围内的告警; c) 人工操作如遥控、置数、标识牌操作等只对本责任区范围内的对象有效，禁止操作无关的对象; d)数A维护如限值修改只能对本责任区范围内的对象有效? QIGDW 513一 2010 5.2.8 系统时钟和对时 (1) 主站系统可采用北斗或GPS时钟对时，可以支持多种时钟源; (2)对接收的时钟信号的正确性应具有安全保护措施，保证对时安全，并可人工设置系统时间: (3)主站可对各种终端/子站设各进行对时。 5.2.9 打印 系统具各各种信息打印功能，包括定时和召唤打印各种实时和历史报表、批量打印报表、各类电网 图形及统计信息打印等功能。 5.3 扩展功能 拓展功能包括配电网分析应用功能和智能化功能，完成对配电网运行状态的有效分析，实现配电网 的优化运行。扩展功能的选配应当注意: (1)配网分析应用软件应充分考虑配电网可观测性不强的实际情况，综合利用量测采集的实时数据、 准实时数据以及人工数据，对配网数据进行补全并综合分析，实现配网全网状态可观测; (2)配网分析应用软件应随着配电自动化建设的深入而逐步建设和深化应用，突出配网分析应用软 件的实用价值: (3)配电网状态估计、潮流计算、负荷预测等功能宜使用在配电网络结构稳定、模型参数完各、量 测数据采集较齐全的区域: (4)分布式电源接入、配电网自愈、经济运行等智能化功能宜使用在配电自动化建设完善，成熟运 用各种配网分析应用软件，积累了丰富配网运行管理经验的地区。 5.3.1 馈线故障处理 当配电线路发生故障时，根据故障信息进行故障定位、隔离和非故障区域的恢复供电。具体功能要 求如下: (1)故障定位、隔离及非故障区域的恢复 a) 支持各种拓扑结构的故障分析，电网的运行方式发生改变对馈线自动化的处理不造成影响; b)能够根据故障信号快速自动定位故障区段，并调出相应图形以醒目方式显示(如特殊的颜色或 闪烁); c) 能够并发处理多个故障，能根据每条配电线路的重要程度对故障进行优先级划分，重要线路的 故障可以优先进行处理; d) 根据故障定位结果确定隔离方案，故障隔离方案可自动执行或者经调度员确认执行; e) 可自动设计非故障区段的恢复供电方案，避免恢复过程导致其他线路的过负荷: f) 在具备多个备用电源的情况下，能根据各个电源点的负载能力，对恢复区域进行拆分恢复供电。 (2)故障处理安全约束 a) 可灵活设置故障处理闭锁条件，避免保护调试、设备检修等人为操作的影响; b) 故障处理过中应具备必要的安全闭锁措施 (如通信故障闭锁、设备状态异常闭锁等)，保证故 障处理过程不受其他操作干扰; (3)故障处理控制方式 a) 对于不具备遥控条件的设备，系统通过分析采集遥测、遥信数据，判定故障区段，并给出故障 隔离和非故障区域的恢复方案，通过人工介入的方式进行故障处理，达到提高处理故障速度的 目的: b) 对于具备遥测、遥信、遥控条件的设备，系统在判定出故障区间后，调度员可以选择远方遥控 设备的方式进行故障隔离和非故障区域的恢复，或采用系统自动闭环处理的方式进行控制处 理。 (4)主站集中式与就地分布式故障处理的配合 a) 可依据就地分布式故障处理投退信号，对主站的集中式馈线故障处理功能进行正确闭锁 QIGDW513一2010 b) 就地分布式故障处理的运行工况异常时，主站集中式馈线故障处理能够自动接管相应区域的线 路故障处理。 (5)故障处理信息查询 a) 故障处理的全部过程信息应保存在历史数据库中，以备故障分析时使用; b) 可按故障发生时间、发生区域、受影响客户等方式对故障信息进行检索和统计。 5.3.2 网络拓扑分析 可以根据电网连接关系和设备的运行状态进行动态分析，分析结果可以应用于配电监控、安全约束 等，也可针对复杂的配电网络模型形成状态估计、潮流计算使用的计算模型。具体要求包括但不限于: (1) 适用于任何形式的配电网络接线方式: (2)电气岛分析，分析电网设各的带电状态，按设备的拓扑连接关系和带电状态划分电气岛; (3)支持人工设置的运行状态; (4)支持设备挂牌、投退役、临时跳接等操作对网络拓扑的影响: (5)支持实时态、研究态、未来态网络模型的拓扑分析; (6)计算网络模型的生成，可依据配电网络拓扑结构生成数值计算需要的计算网络模型，为状态估 计、潮流计算、解合环分析提供计算基础。 5 3.3 状态估计 状态估计利用实时量测的冗余性，应用估计算法来检测与剔除坏数据，提高数据精度，保持数据的 一致性，实现配电网不良量测数据的辨识，并通过负荷估计及其他相容性分析方法进行叮定的数据修复 和补充，具体要求包括但不限于: (1)计算各类量测的估计值，量测类型包括:电流、电压、有功功率、无功功率等; (2)配电网不良量测数据的辨识，对配电自动化尚未完全覆盖区域可综合利用集负荷管理、用电信 息采集等系统中的准实时数据，补全配网数据，进行综合分析，对实时数据采集较全，配网全网状态可 观测的区域，可通过对来自各源头的数据进行一致性校验; (3)可以人工调整量测的权重系数; (4)多启动方式，支持人工启动、周期启动、事件触发; (5)状态估计分析结果快速获取，满足不同配电网应用分析软件对数据的需求。 53.令 潮流计算 潮流计算根据配电网络指定运行状态下的拓扑结构、变电站母线电压 (即馈线出口电压)、负荷类 设备的运行功率等数据，计算节点电压，以及支路电流、功率分布，计算结果为其他应用功能做进一步 分析做支撑，具体要求包括但不限于: (1)支持实时态、研究态和未来态电网模型的计算; (2)支持多种负荷计算模型的潮流计算，包括恒定电流、恒定容量、恒定有功等负荷模型: (3)对于配电自动化覆盖区域由于实时数据采集较全，可进行精确潮流计算，对于自动化尚未覆盖 或未完全覆盖区域，可利用用电信息采集、负荷管理系统的准实时数据，利用状态估计尽量补全数据， 进行潮流估算; (4)潮流计算结果提示告警，能根据线路热稳限值 (最大可带负荷)、母线电压限值提示越限告警 信息: (5) 计算结果比对，提供多数据断面的潮流计算结果比对功能。 5.3.5 解合环分析 能够对指定方式下的解合环操作进行计算分析，结合计算分析的结果对该解合环操作进行风险评 估，具体要求包括但不限子: (1)可基于实时态、研究态、未来态电网模型进行解合环分析; (2)能够实现解合环路径自动搜索 Q/GDW 513一 2010 (3)对于模型参数完备，相关量测采集齐全的环路，能够计算合环稳态电流值、合环电流时域特性、 合环最大冲击电流值，对于缺少上级电源模型或相关量测的环路，能够利用潮流估算的结果，结合工程 经验值，对合环最大冲击电流做出估算; (4)能够分析解合环操作对环路上其他设各的影响; (5)能够提供解合环前后潮流值比较。 5. 3. 6 负荷转供 负荷转供根据目标设备分析其影响负荷，并将受影响负荷安全转至新电源点，提出包括转供路径、 转供容量在内的负荷转供操作方案。具体要求包括但不限于: (